1 煤炭分布与电力煤炭消耗
1·1 煤炭分布
据全国煤炭资源预测资料,预测1000 m以浅煤炭资源量为2·9万亿t,目前已累计查明资源储量1·066万亿t,查明程度36·7%。其中山西、内蒙、陕西、新疆、宁夏5省(区)占全国煤炭保有资源量的76%,分别居全国的第一、二、三、四、六位。在保有资源量中,已利用3938亿t,占38·3%,尚未利用6357亿t,占61·7%。我国煤炭产区主要分布在西部、北部、中部和东部省区。以大别山-秦岭-昆仑山为分界线,我国北部区域的煤炭资源量多于南方。北方煤炭地质储量占全国的93·5%;南方煤炭地质储量仅占全国的6·5%。在南方区域,煤炭资源又主要集中在云、贵、川3省,煤炭地质储量占南方总储量的90%。我国西部区域的煤炭资源多于东部,西部煤炭地质储量占全国的85%;西部地区煤炭资源又主要集中在以山西为中心的周边地区,煤炭储量占全国的51%;东部煤炭地质储量仅占全国的15%。
1·2 煤炭生产
随着煤炭行业的资源整合,国有重点煤矿的产量稳步增长,在全国煤炭总产量中所占的比重不断提高;乡镇煤矿和国有地方煤矿的产量增长缓慢,占全国煤炭总产量的比重整体呈下降趋势。“十一五”以来,乡镇煤矿的煤炭产量占全国总产量的比重一直保持在36%~38%之间,比重和产量依然偏高,小煤矿关停和资源整合工作还需要继续推进。过去煤炭企业以粗放开发、简单加工、低效利用、污染环境和效益低为代价,换取煤炭资源的生产与开发利用的权利,现在煤炭企业则以煤炭资源综合开采、深度加工、多元发展为基础和契机,以获得综合经济效益、环保效益和社会效益。2008年,我国煤炭产量27·16亿t,同比增加1·93亿t,同比增长7·5%。2001年以来,我国煤炭产量稳步增长,但增长速度变化较大。2001-2002年,煤炭产量增长较慢,增速较低; 2003年煤炭产量大幅增长,增速达到历年最大值; 2004-2007年,煤炭产量增速不断下降, 2007年下降到6·4%; 2008年,煤炭产量增速又略有回升,达到7·5%。2008年,国有重点煤矿累计生产煤炭13·8亿t,同比增长12·0%,占总产量的50·7%;国有地方煤矿累计生产煤炭3·5亿t,同比增长2·3%,占总产量的12·7%;乡镇煤矿累计生产9·9亿t,同比增长3·9%,占总产量的36·6%。
1·3 煤炭消费
我国煤炭消费稳步增长, 2003年后消费增速逐年下降,其中2008年下降尤为显著。据测算,2008年全国煤炭消费量约为26·8亿t,比2007年增加0·9亿t,同比增长3·6%,增速同比下降4·5个百分点。电力、钢铁、建材、化工是我国四大主要耗煤行业。据估算, 2008年四大耗煤行业共消费煤炭约23·6亿t,占全国煤炭总消费量的88·1%。电煤(含发电和供热用煤)消费约占四大行业煤炭总消费量的62·7%,占全国煤炭总消费量的55·2%,比重与2007年基本持平。2008年我国煤炭消费格局基本保持不变,煤炭消费主要分布在资源匮乏的东中部经济发达地区,其中山东省煤炭消费增长最快。在2008年,经济相对发达的东中部13省市(京津冀鲁、华东地区,华中东四省)煤炭消费量达到14·3亿t,占全国煤炭消费总量的53%,与2007年基本持平;晋陕蒙宁新地区煤炭消费量为5·3亿t,占全国的19·9%,同比增长了1个百分点。2008年我国煤炭消费量超过1亿t的省区有9个,依次是山东、山西、江苏、河北、河南、内蒙古、辽宁、浙江、广东,其中只有山西和内蒙古处于我国西部和北部的主要煤炭产区,其余大多为东中部煤炭资源匮乏地区。
2 发电装机情况
改革开放以来,我国发电装机得到了快速发展,装机容量由1978年的5712万kW增长到2008年的7·93亿kW,增长了13·87倍。1978-1987年间,我国发电装机发展缓慢,年均增长速度仅为5·7%, 1987年底我国发电装机容量才超过1亿kW;自1987年国务院提出电力工业“政企分开,省为实体,联合电网,统一调度,集资办电”的20字方针后,电力工业快速发展, 1995年发电装机容量超过了2亿kW, 2000年超过3亿kW, 2005、2006、2007年装机陆续超过5亿kW、6kW、7亿kW大关, 2008年装机接近8亿kW。
3 电源结构情况
在国家的各项政策引导下,我国电源结构不断调整优化,总体来讲,以水电和火电为主的电源结构特点没有发生本质变化,火电电煤的消耗量逐年增加。1978-1984年,我国水电开发力度加大,水电比重由30%上升为32%,火电比重由70%下降为68%。1984-1998年,随着我国电力供应的持续紧张,为快速增加电力供应,建设速度相对较快的火电得到迅速发展,水电比重由32%下降为23·5%,火电比重由68%上升为75·7%。1999-2004年,在我国水火并举政策的引导下,水电和火电所占比重基本没有变化,分别维持在24%和74%左右,核电和其他能源发电由0·8%上升到1·7%。2004-2008年,随着“厂网分开”电力体制改革的进行,火电得到快速发展,水电所占比重由23·8%下降为21·6%,火电由74·5%上升为75·9%,核电和其他能源发电由1·7%上升为2·5%。截止2008年,我国火电装机占全国总装机的比重为75·9%,依然是最主要的电源形式。我国火电装机容量增长快速,水电装机容量虽然也有大幅增长,但比重却有所下降, 2008年水电比重为21·6%。核电、风电、生物质能等其它能源装机的快速增长主要发生在2003年后,虽然增长迅速,但总装机容量相对较小。
(1)火电。我国以煤为主的能源资源特点决定了火电为主的电源结构,而且我国火电装机的快速增长主要集中在2003年后,在1978-2003年的25年间火电装机增长了2·5亿kW,年均增长率为8·3%。2003年以来的5年间火电装机增长了3·12亿kW。2008年底我国火电装机总量为6·01亿kW,比1978年增加了5·61亿kW,增长了14·01倍,占全国装机的比重为75·9%,比1978年上升了6·12个百分点。
(2)水电。我国拥有丰富的水力资源,经济可开发装机容量达到了4·02亿kW,居世界首位。由于经济、技术等方面的原因, 1978-1986年间,我国水电发展速度较慢,每年投产水电机组都在100万kW左右,年均增速为6·0%。进入20世纪后期,我国水电建设开始逐步加快, 1986-2003年间新增装机6735万kW,年均增长率为7·5%。2003年后,随着三峡等巨型电站和抽水蓄能电站的投产,我国水电装机快速增长, 2003-2008年间增加了7662万kW, 2008年我国水电装机容量达到1·72亿kW。
(3)核电。我国核电从无到有,得到了很大的发展; 1994年中国自行设计、制造、施工的浙江秦山核电站和中外合作引进法国机组建设的广东大亚湾核电站相继建成投入商业化运行,结束了中国大陆长期无核电的历史。在2000-2008年间,核电增长了674·6万kW,装机容量达到884·6万kW。
(4)风电。我国风电发展起步较晚, 1995年时只有3·8万kW, 2003年前,风电装机增长缓慢, 2003年后,在国家相关政策法规的支持下,风电装机容量快速增长, 2008年我国风电装机达到894万kW。
(5)生物质能及其他电源。我国生物质能发电、太阳能发电、潮汐发电(仅浙江、福建)、地热发电(仅西藏)容量较小,且都是近年来才发展起来的。截至2008年底,我国生物质能及其他电源装机容量仅为190万kW,占全国装机的比例为2·49%。
4 能源与环境问题迫使改变电力调度方式
4·1 能源短缺
我国煤炭资源的经济性可开采储量不足,能源短缺趋势逐渐显现,预计2010年原煤供需缺口约5亿t, 2020年供需缺口13亿t;我国石油产能增长有限,预计2020年供需缺口2·5~3·3亿t;预计我国天然气2020年供需缺口约700亿m3;水资源短缺也已经成为制约我国经济和社会发展的重要因素。
另外,从能源资源绝对量来看,我国位居世界第3位,仅次于俄罗斯和美国,但我国人均能源资源仅居世界第88位。煤炭和水力资源人均拥有量相当于世界平均水平的50%,石油、天然气人均资源量仅为世界平均水平的1/15左右。我国人口众多,人均占有保有煤炭资源800 t,为世界平均水平的70%左右;人均可采煤炭储量仅为90t,约为世界人均煤炭可采储量的55%。
4·2 环境污染
经济飞速发展,促进了我国能源的生产与消费,也加剧了空气的污染,二氧化硫和氮氧化物污染危害已成为制约我国社会经济发展的重要环境因素。我国是SO2第一排放大国(约占世界的15%)和CO2第二排放大国(约占世界9·6%)。我国酸雨污染严重的地区主要集中在长江以南、青藏高原以东的我国东部和南部地区,从煤电输入输出的角度来看,我国受端地区(京津冀鲁、华东四省一市和华中东四省共13个省市是我国主要的煤电输入地区)的酸雨污染程度比较严重,而送端地区(山西、陕西、宁夏、内蒙古和新疆等5省区是我国主要的煤电输出地区)的酸雨污染程度相对较轻。
4·3 电力调度方式
20世纪80年代中期,我国严重缺电,电力企业实行大平均调度方式,即只要机组在电力调度机构有登记备案,就可以在年度计划中获得基本相同的发电利用小时数。但这种调度方式的弊端是小火电没有达到发电计划指标时,大机组即使还有潜力也不能多发电;燃煤机组未完成计划发电量时,水电也要弃水,这样的调度方式鼓励了小火电机组等高能耗发电方式的发展。
2007年8月,节能发电调度正式实施,该调度方式,是指在电力调度的过程中,优先安排可再生、节能、高效、低污染的机组发电,限制高耗能、污染大、违反国家政策和有关规定的机组发电。节能发电调度以单位能耗和污染物排放为核心,以确保电力系统安全稳定运行和连续供电为前提,以节能、环保为目标,通过对各类发电机组按能耗和污染物排放水平排序,实施优化调度。我国电力调度方式正从原有的平均调度,发展到节约能源型、环境保护型的电力调度形式,对减少燃煤电厂的煤炭消耗量,保护环境起到了关键的作用。
5 节能发电调度与电力工业发展
(1)节能发电调度与降低煤炭消耗。随着区域电力市场的建立,以及节能发电调度的推行,电力资源的配置将会逐步突破原有的省市级市场的局限,逐步在更大范围内进行有效配置。我国电力是在省级市场范围内交易完成的,但随着国家产业结构的调整,更多的能源生产和消费省份将会越来越多地参与区域乃至全国范围内的电力交易,以后的节能发电调度将会成为跨省、跨区的调度的前提和基础。这种跨区交易更有利于地方能源的发展,有利于电网企业的发展。一方面,节能发电调度能产生良好的资源节约效果,考虑安全约束时,江苏、四川和河南实施节能发电调度后平均每年分别可节省标准煤120万t、147万t和267万t。另一方面,考虑安全约束时,节煤效果较无安全约束时有所下降,以四川省为例,考虑安全约束时的节煤量只有不考虑安全约束时的1/2。
(2)节能发电调度与煤油气发电。节能发电调度对天然气、煤气化发电机组的发电企业较为有利,天然气机组所发电量将优先调度上网。天然气和煤气化发电机组,在实施节能发电调度后机组的利用小时数有大幅度增加。以试点工程为例,不考虑安全约束和考虑安全约束时,江苏省机组均增加2500 h,四川省机组分别增加898 h和526 h。可见,节能发电调度的实施可以使高效的燃气机组得到充分利用,但实际运行中要考虑我国发电用气的供应能力。对于30万kW以上燃煤机组加上前面序位的5类发电机组的容量,在几年内尚且无法满足全国的用电容量的需要。对于30万kW及以下的燃煤机组,由于上网调度排序的原因,更无法满足电力用户的需求。对于燃油发电机组所属的发电企业来说,燃油发电机组排在节能发电调度序列的最后一位,其发电空间将逐步趋向于零。
(3)节能发电调度与供热发电。
节能发电调度方式鼓励运行未满15 a的在役30万kW及以下“十一五”关停范围之外的常规燃煤大中型发电机组改造为热电联产机组。在政策允许、符合当地供热规划并落实长期热负荷的条件下,通过供热改造,把常规燃煤机组改造成“以热定电”联产机组,提升机组的发电上网排序,解决中小机组面临着无法上网、被大机组挤出市场的威胁,提高该类机组的竞争力和经济效益。
对于江苏省的热电联产机组和资源综合利用发电机组,实施节能发电调度前后机组的利用小时数保持不变。这主要是由于江苏省一直采取实时动态监控等措施,按照“以热定电”原则来确定热电联产机组的利用小时数,与节能发电调度下的方法相同,因此热电联产机组的利用小时数并未变化。可见,如果各省(自治区、直辖市)对热电联产机组已严格执行“以热定电”,热电联产机组的利用小时数并未产生很大影响。
(4)节能发电调度与可再生能源发电。
由于可再生能源的调用次序比较靠前,风能和太阳能等可再生能源大规模开发利用时,必须解决可再生能源发电的并网以及可再生能源电源与电网之间的影响问题。
另外,对于电网公司来说,除了要优先收购风电外,还应承担电网建设和传输电力的义务,需要大量的资金投入。由于风电和太阳能电源的功率具有间歇性和随机性的特点,大规模接入地区电网后,将对地区电网的结构设计、运行调度方式、无功补偿措施以及电能质量造成明显的影响。实施节能发电调度前后,江苏省无调节能力的可再生能源发电机组、有调节能力的可再生能源及垃圾发电机组、核电机组的利用小时数保持不变;
对于四川省而言,不考虑安全约束和考虑安全约束时,无调节能力的可再生能源发电机组的利用小时数分别增加213 h和146 h,有调节能力的可再生能源及垃圾发电机组的利用小时数均增加86 h。可见,节能发电调度的实施对无调节能力的可再生能源发电、有调节能力的可再生能源及垃圾发电、核电3类机组的利用小时数并未产生很大影响。但从长期看来,节能发电调度政策的实施保障了此类机组的市场空间,有利于促进此类机组的发展,优化我国电源结构。
(5)节能发电调度与电网结构。
保障电网安全稳定运行是改进发电调度的前提条件。当前电网的网架规划是在现有调度模式下进行的,调度可根据年度计划优化安排机组开机方式,合理调整系统潮流。《节能发电调度办法》运行后,电网潮流由节能排序后的开机方式决定,将发生大范围转移,系统运行难度加大,系统安全裕度降低,这对加快电网改造、适应节能发电调度下的电网安全运行提出新的要求。
以拟开展节能发电调度的3个试点省为例,无安全约束实施节能发电调度与现有节能发电调度的情况相比,电网重载断面数量有所增加;考虑安全约束,与无安全约束情况相比,小机组仍要增开一定容量。河南省开展节能发电调度后,与当前调度方式相比,无安全约束下,重载断面约11个,占断面总数的39%,比实施节能发电调度前增加了重载断面约4个,相应增加比例14%。由于安全约束,小机组不能全部关停,还要留有部分小机组运行,造成小机组比无约束情况下增开容量约210万kW,占装机容量的5·6%,占河南省20万kW以下机组容量比例44·6%。
四川省在实施节能发电调度后,与当前调度方式相比,无安全约束下重载断面约9个,占断面总数的30%,比实施节能发电调度前增加了重载断面约3个,相应增加比例10%。由于安全约束,造成小机组比无约束情况下增开容量约80万kW,占装机容量的3%,占四川省20万kW以下机组容量比例19·8%。
江苏省在实施节能发电调度后,与当前调度方式相比,无安全约束下重载断面约18个,占断面总数的30%,比实施节能发电调度前增加了重载断面约8个,相应增加比例13·33%。由于安全约束,造成小机组比无约束情况下增开容量约200万kW,占装机容量的4·5%,占江苏省20万kW以下机组容量比例16%。
(6)节能发电调度与购电成本。由于各类机组投产时期的不同,经审批的上网电价千差万别,存在着诸如同煤耗同排放的机组电价不同、高耗高排机组电价低于低耗低排机组电价、部分可再生能源发电电价高于化石能源电价等现象。致使同类型发电企业之间的现有利益格局必然出现重大调整,甚至不平衡;部分电网企业购电成本大幅上升,长此以往电网企业将难以承受,从而会影响节能发电调度的有效开展。
按照节能发电调度办法,与2007年下达的原发电计划相比,无调节能力的可再生能源机组、有调节能力的可再生能源及垃圾发电机组、核电机组等机组类别的电量计划均没有发生大的变化,电网企业全额收购该类机组的发电量,所以即使这类电源的上网价格偏高,但对购电费用的影响较小。
按照节能发电调度办法,热电联产机组按照“以热定电”原则安排发电负荷,如果原有热电联产机组计划电量是按照“以热定电”原则安排的,发电利用小时数基本不变,购电费影响较小。由于目前热电联产机组上网电价多数按照“以电养热”原则确定,造成电价偏高,使得部分地区制定计划电量时安排的电量较少,低于“以热定电”应确定的电量。如果节能发电调度实施后,热电联产机组的利用小时数将有所提高,增加电网企业购电费用。按照节能发电调度办法,燃气机组将得到高效利用,但由于目前存在发电供气不足等问题,电量增加有限,即使这类电源的上网价格偏高,但对购电费用的影响较小。
燃煤机组对电网企业购电费的影响。按照节能发电调度办法,大机组煤耗低、排序较前、发电量较多;小机组煤耗高、发电量较少;大机组多为新建机组,受到企业还贷压力的影响,造成上网电价偏高,而小机组由于已完成还贷,所以上网电价偏低。随着大机组购电量增加,电网企业购电费用也将相应增加。
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作者简介:魏晓霞(1980年-),女,博士研究生,工程师,主要从事电力规划、能源规划和环境经济研究。
